国家发展改革委办公厅关于组织电网企业代理购电有关事宜的通知。工商目录销售电价取消后，10 kV及以上用户原则上应直接参与市场交易。如果暂时不能直接参与市场交易，电网企业可以代理购电。鼓励其他工商业用户直接参与市场交易。如果不直接参与市场交易，电网企业将代理购电。自2022年1月起，电网企业以代理购电身份参与场内集中交易，以报量不报价方式作为价格接受方参与市场出清。采取挂牌交易的，继续按照当月集中竞价交易的加权平均价格确定价格。
附原文:
为落实《国家发展改革委关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》要求，指导各地切实组织开展电网企业代理购电工作，确保代理购电机制平稳运行，维护发电市场主体合法权益，促进电力市场规范稳定运行，加快建设发展，现将有关事项通知如下:
一.一般要求
建立电网企业代理购电机制，确保机制平稳运行，是进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的明确要求，对于有序稳定实现所有工商业用户进入电力市场，加快电力市场建设和发展具有重要意义。组织电网企业代理购电，要坚持市场导向，鼓励新增电力用户直接参与市场形成电价，对未直接参与市场交易的用户，电网企业通过市场化方式代理购电；要加强政策衔接，做好与分时电价政策、市场交易规则等的衔接。，并保证代理采购价格合理形成；要规范透明实施，加强对代理商购电的监管，强化信息披露，保证服务质量，确保代理商购电的公平、公正、公开。
第二，规范电网企业代理采购流程。
界定购电用户的范围。取消工商目录销售电价后，10 kV及以上用户原则上应直接参与市场交易，暂时不能直接参与市场交易的可由电网企业代理购电；鼓励其他工商业用户直接参与市场交易。如果不直接参与市场交易，电网企业将代理购电。已直接参与市场交易并退出的用户，可暂由电网企业代理购电。各地要根据当地电力市场发展情况，不断缩小电网企业购电范围。
预测代理工商业用户的用电规模。电网企业应定期预测委托购电的工商用户用电量和典型负荷曲线。现货市场运行或进行长期分时交易的地方，应考虑季节变化、节假日安排等因素，分别预测分时用电量。分别预测了居民和农业用户的用电规模。
确定电网企业市场化购电规模。地方政府保量保价优先发电继续由电网企业按现行价格机制购买，用于保障居民和农业用户用电。有富余电量暂时不能释放的，富余电量可以暂时作为电网企业代理工商业用户购电的来源。各地优先发电的数量和价格不得超过当地电网企业为保障居民和农业用户以及为工商用户代理的购电规模，不足部分由电网企业通过市场化方式购买。电网企业应综合考虑工商用户和代理购电的居民、农业用户预测用电量、上一年度省级电网综合线损率、当地实行保量保价的优先发电等因素。，合理确定市场化购买力规模。各地要推动放开发电计划，促进更多工商用户直接参与电力市场交易。
建立和完善电网企业市场化购电模式。为确保代理购电机制顺利实施，2021年12月底前，电网企业通过上市交易方式代理购电，上市购电价格按照当月月度集中竞价交易加权平均价格确定。上市交易电量不足部分由市场化机组按剩余容量比例承担，价格按上市价格执行。没有挂牌交易价格的，可通过双边协商形成购电价格。自2022年1月起，电网企业以代理购电身份参与场内集中交易，以报量不报价方式作为价格接受方参与市场出清。采取挂牌交易的，继续按照当月集中竞价交易的加权平均价格确定价格。
明确购电商电价的形成方式。企业电网代理用户电价由代理购电价、输配电价、政府性基金和附加组成。其中，代理购电价格根据电网企业代理工商业用户购电、代理工商业用户购电等情况确定。代理购电产生的偏离电量，在现货市场运行的地方按现货市场价格结算，在其他地方按发电侧上下浮动的上市前价格结算。尚未进行涨跌预挂牌交易的，以最新最短的地方集中竞价价格结算。
对无正当理由直接参与市场交易、购买电网企业电力的用户，以及拥有燃煤电厂、购买电网企业电力的用户，电价为电网企业购电价格、输配电价、政府性基金及附加部分的1.5倍。已经直接参与市场交易的高能耗用户不得退出市场交易；原则上，未直接参与市场交易的高能耗用户应直接参与市场交易。暂时不能直接参与市场交易的，由电网企业代为购电。电价为电网企业购电价格、输配电价、政府性基金及附加的1.5倍。电网企业代理上述用户购电所增加的收入，纳入新增损益统筹考虑，确保居民和农业用电价格稳定。
电网代理收购价格和电网用户电价应按月计算，提前3天通过营业厅等线上线下渠道公布，次月执行，电费按用户实际用电量全额结算。尚未实现自然月购销同期抄表结算的地区，暂执行电网企业抄表结算周期。
规范购电关系变更。电网企业首次代理工商用户购电时，应当至少提前一个月告知用户，并积极履行告知义务，与电力用户签订代理购电合同。在规定期限内，未直接参与市场交易且未与电网企业签订代理购电合同的用户，由电网企业违约购电。已直接参与市场交易并已退出市场的电力用户，默认由电网企业代理购电。电网企业购电的工商业用户，可在每季度最后15日前，从下一季度起直接参与市场交易。电网企业据此代理购电，由此产生的偏差责任原则上不予考核。可单独统计的偏离电量，将通过与电网企业等额交易的市场化机组合同电量来减少。电力交易机构应当在2日内将上述变更信息告知电网企业。
第三，加强相关政策的协调
加强与居民和农业销售电价政策的协调。居民和农业用电由电网企业保障价格稳定。实行代理购电价格机制后，电网企业为保证居民和农业用电价格稳定而产生的新增盈亏，由所有工商业用户按月分摊或分担。
加强与分时电价政策的协调。在现货市场未运行的情况下，电网企业代理购电合同中未申报用电曲线，且已申报用电曲线但峰谷比低于当地分时电价政策要求的，按照当地分时电价政策规定的时段和浮动比例划分用户用电价格。
加强与电力市场交易规则的协调。电力中长期交易规则应根据各地职能分工进一步完善，电网企业代理购电时应与市场主体执行统一的市场规则。现货市场运行的地方，电网企业购电代理人和其他用户平等参与现货交易，公平承担责任和义务。电网企业应单独预测购电商的负荷曲线，并作为价格接受者参与现货市场的清算；代理购买电源中包含的优先电源，偏差电源按现货市场规则执行。鼓励跨省跨区输电参与直接交易。如果燃煤发电跨省区外送，送受电双方应适应形势变化，协商形成新的输电价格，以保证跨省区输电的顺利运行。
加强与可再生能源消费权重政策要求的协调。作为电网代理购电的用户，应公平承担可再生能源消费权重的责任。
四。保障措施
规范代理商的购电行为。电网企业要按照要求规范代理购电流程，单独归集、单独反映代理购电机制实施情况，做好信息披露、电费结算等工作。，并按季度向物价部门报告代购电量及其变动情况。电力交易机构应当保证独立规范运行，不得代理参与电网企业购电业务。
加强委托购电信息披露。电网应按要求及时披露代理商购电相关信息，原则上应发布代理商月度总电量预测、相关预测数据与实际数据的偏差、购电电价结构和水平、市场化机组剩余容量相关情况、代理商电价水平和构成、代理商电量和电价执行情况。
保证代理商购电的服务质量。电网企业要加快建立健全保障代理购电机制平稳运行的组织机构，及时调整营销管理体系，着力优化电费结算功能，积极推进电表设施改造，加快实现按自然月购销同期抄表结算，确保代理电费明细在用户电费清单中列明，为代理购电服务提供有力支撑。要围绕推行代理购电开展专题宣传，通过营业场所、手机APP、供电服务热线等多种渠道不断加强与用户的沟通，增进各方面的理解和支持，积极鼓励工商业用户直接参与电力市场交易。
做好市场价格波动风险防控。各地要密切跟踪电力市场和价格变化，评估市场交易价格和代理购电价格的波动风险，及时发现苗头性、趋势性和潜在问题，做好风险预警和防范，确保代理购电机制平稳运行。
加强对代理购电的监管。各地要积极配合国家能源局派出机构和地方有关部门，重点关注代理购电机制运行中的市场交易、信息披露、电费结算和服务质量等情况，加强对电网企业和电力交易机构的监管，及时查处信息披露不规范、电费结算不及时、利用垄断地位影响市场交易等违法行为。
各地要在调整地方目录销售价格后，按照本通知要求，抓紧组织开展地方电网企业代理购电工作。请于2021年11月15日前将相关执行情况报我委。
本通知自下发之日起执行，暂定有效期至2022年12月31日。我委将根据需要及时完善。现行政策与本通知不一致的，以本通知规定为准。
